Геофлюидодинамические особенности нефтегазонакопления глубокопогруженных горизонтов юга Бузулукской впадины

Актуальность работы. Вовлечение в хозяйственный оборот углеводородного потенциала больших глубин является одним из ключевых направлений геологоразведочных работ, направленных на поиск крупных скоплений горючих ископаемых в мире. В России поиск крупных и уникальных нефтегазовых месторождений также рассматривается в числе ключевых стратегий освоения ресурсной базы углеводородов земных недр. Цель работы – уточнение прогноза в пределах нижнедевонско-нижнефранских подсолевых отложений ранее невыявленных зон нефтегазонакопления с учетом геофлюидодинамической обстановки. Материалы и методы. Для создания бассейновой модели использовались структурные карты по поверхности кристаллического фундамента, подошве карбонатного девона, кровле тульских отложений, кровле верейских отложений, поверхности палеозойских отложений, литолого-фациальные карты эмско-нижнефранских, фаменско-турнейских, среднефранских, косьвинско-радаевских, бобриковских отложений, а также дополнительно построенные 15 структурных карт, 25 литолого-фациальных карт и 5 геохимических карт с содержанием общего органического углерода и водородного индекса. Для калибровки модели использовались замеры пластовых давлений Южно-Первомайско – Западно-Степного участка по скважинам Западно-Степная 4, Южно-Первомайская 13, 15, 18. Методология исследования предусматривает систематизацию, интерпретацию и обработку геолого-геофизических материалов, характеризующих строение Бузулукской впадины Волго-Уральской провинции; она базируется на методе бассейнового моделирования, включающем построение структурного каркаса, реконструкцию процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, и обязательную калибровку модели по результатам глубокого бурения. Результаты проведенной работы заключаются в повышении точности существующей трехмерной бассейновой модели исследуемого района путем интеграции дополнительного объема данных скважинных исследований. Научная новизна состоит в том, что в интервале разреза глубоководных отложений выявлена тенденция замещения компрессионного водонапорного режима на стагнационный. Это позволяет сформулировать гипотезу о возможности трансформации углеводородных систем из проточных в гидродинамически закрытые (автоклавные), в пределах которых процессы катагенной флюидогенерации растягиваются на значительные глубины, соответственно формируются глубокопогруженные зоны нефтегазонакопления. Выводы. В нижнедевонско-нижнефранских подсолевых отложениях южной части Бузулукской впадины выделены две прогнозные зоны нефтегазонакопления. При дальнейшей детализации термобарической и геохимической обстановок генерации и аккумуляции углеводородов в этих прогнозных зональных объектах повышена вероятность обнаружения ранее невыявленных нефтегазовых месторождений Relevance. Harnessing the hydrocarbon potential of deep-seated deposits is a key focus of geological exploration efforts aimed at finding large accumulations of fossil fuels worldwide. In Russia, the search for large and unique oil and gas fields is also considered a key strategy for developing the earth's hydrocarbon resource base. Aim. The aim of the work is to refine the forecast within the Lower Devonian-Lower Frasnian subsalt deposits of previously undetected oil and gas accumulation zones, taking into account the geofluid-dynamic environment. Materials and Methods. To create the basin model, we used structural maps of the crystalline basement surface, the base of the Devonian carbonate, the top of the Tulskian deposits, the top of the Vereiskian deposits, the surface of Paleozoic deposits, lithofacies maps of the Emsian-Lower Frasnian, Famennian-Tournaisian, Middle Frasnian, Kosvinian-Radaevskian, and Bobrikovian deposits, as well as 15 additional structural maps, 25 lithofacies maps, and 5 geochemical maps with total organic carbon and hydrogen index contents. Reservoir pressure measurements from the Yuzhno-Pervomaysko-Zapadno-Stepnoy area in wells Zapadno-Stepnaya 4 and Yuzhno-Pervomayskaya 13, 15, and 18 were used to calibrate the model. The research methodology involves systematizing, interpreting, and processing geological and geophysical data characterizing the structure of the Buzuluk Depression in the Volga-Ural Province. It is based on basin modeling, which includes constructing a structural framework, reconstructing oil and gas formation and accumulation processes, and mandatory model calibration based on deep drilling data. Results. The results of the work include increasing the accuracy of the existing three-dimensional basin model of the study area by integrating additional volumes of borehole data. Scientific novelty. The scientific novelty lies in the discovery of a trend toward a stagnation-based regime replacing compressional aquifers within a deep-sea sediment section. This allows us to formulate a hypothesis regarding the possibility of hydrocarbon systems transforming from flow-through to hydrodynamically closed (autoclave) systems, within which catagenic fluid generation processes extend to significant depths, thus forming deep-sea oil and gas accumulation zones. Conclusions.Two predicted oil and gas accumulation zones have been identified in the Lower Devonian-Lower Frasnian subsalt deposits of the southern Buzuluk Depression. Further refinement of the thermobaric and geochemical conditions of hydrocarbon generation and accumulation in these predicted zonal features increases the likelihood of discovering previously undetected oil and gas fields